El proceso de conversión in situ de Shell ( Shell ICP ) es una tecnología de extracción de petróleo de esquisto in situ para convertir el kerógeno del esquisto bituminoso en petróleo de esquisto . Es desarrollado por Shell Oil Company .
El proceso de conversión in situ de Shell ha estado en desarrollo desde principios de los años 1980. [1] En 1997, la primera prueba a pequeña escala se llevó a cabo en el sitio de prueba de la propiedad Mahogany de 30 por 40 pies (9,1 por 12,2 m), ubicado a 200 millas (320 km) al oeste de Denver en la vertiente occidental de Colorado en Piceance. Cuenca del arroyo . Desde 2000, se han llevado a cabo actividades adicionales de investigación y desarrollo como parte del Proyecto de Investigación de Caoba. [2] El calentamiento de esquisto bituminoso en Mahogany comenzó a principios de 2004. [3] De este sitio de prueba, Shell ha recuperado 1.700 barriles (270 m 3 ) de petróleo de esquisto. [4] [5]
El proceso calienta secciones del vasto campo de esquisto bituminoso in situ , liberando el petróleo y el gas de esquisto bituminoso de la roca para que puedan bombearse a la superficie y convertirse en combustible . En este proceso, primero se construye una pared de congelación para aislar el área de procesamiento del agua subterránea circundante. [1] Para maximizar la funcionalidad de las paredes congeladas, se desarrollarán sucesivamente zonas de trabajo adyacentes. Se perforan pozos de 610 m (2000 pies), a ocho pies de distancia, y se llenan con un líquido súper frío circulante para enfriar el suelo a -60 °F (-50 °C). [4] [6] [7] Luego se elimina el agua de la zona de trabajo. Se perforan pozos de calefacción y recuperación a intervalos de 40 pies (12 m) dentro de la zona de trabajo. Los elementos calefactores eléctricos se introducen en los pozos de calefacción y se utilizan para calentar esquisto bituminoso a entre 650 °F (340 °C) y 700 °F (370 °C) durante un período de aproximadamente cuatro años. [2] [6] El kerógeno en el esquisto bituminoso se convierte lentamente en petróleo y gases de esquisto, que luego fluyen hacia la superficie a través de pozos de recuperación. [4] [6]
Un estudio de RAND de 2005 estimó que la producción de 100.000 barriles por día (16.000 m 3 /d) de petróleo (5,4 millones de toneladas/año) requeriría teóricamente una capacidad de generación de energía dedicada de 1,2 gigavatios (10 mil millones de kWh/año), suponiendo que el depósito riqueza de 25 galones estadounidenses (95 L; 21 imp gal) por tonelada, con 100% de eficiencia de pirólisis y 100% de extracción de productos de pirólisis. [1] Si esta cantidad de electricidad fuera generada por una central eléctrica alimentada por carbón, consumiría cinco millones de toneladas de carbón al año (alrededor de 2,2 millones de tep). [8]
En 2006, Shell estimó que durante el ciclo de vida del proyecto, por cada unidad de energía consumida, se producirían de tres a cuatro unidades. [4] [6] Tal " energía recuperada de la energía invertida " sería significativamente mejor que la lograda en las pruebas de caoba. Para la prueba de 1996, Shell aplicó 440.000 kWh (lo que requeriría aproximadamente 96 tep de entrada de energía en una planta alimentada con carbón) para generar 250 barriles (40 m 3 ) de petróleo (37 tep de producción). [9]
El proceso de conversión subterránea de Shell requiere un desarrollo significativo en la superficie. La separación entre los pozos perforados es inferior a cinco metros y los pozos deben estar conectados mediante cableado eléctrico y tuberías a las instalaciones de almacenamiento y procesamiento. Shell estima que la huella de las operaciones de extracción sería similar a la de la perforación convencional de petróleo y gas. [4] [6] Sin embargo, las dimensiones de la prueba de Shell de 2005 indican que se requiere una huella mucho mayor. Una producción de 50.000 bbl/día requeriría que el terreno se desarrollara a un ritmo del orden de 1 kilómetro cuadrado (0,39 millas cuadradas) por año. [10]
El uso extensivo del agua y el riesgo de contaminación de las aguas subterráneas son los mayores desafíos de esta tecnología. [11]
En 2006, Shell recibió un contrato de arrendamiento de la Oficina de Gestión de Tierras para realizar una gran demostración con una capacidad de 1.500 barriles por día (240 m 3 /d); Desde entonces, Shell abandonó esos planes y está planeando una prueba basada en ICP que produciría un total mínimo de 1.500 barriles (240 m 3 ), junto con nahcolita , durante un período de siete años. [12] [13]
En Israel, IEI, una subsidiaria de IDT Corp., está planeando un piloto de esquisto basado en tecnología ICP. El proyecto produciría un total de 1.500 barriles. Sin embargo, el IEI también ha anunciado que cualquier proyecto posterior no utilizará la tecnología ICP, sino que utilizará pozos horizontales y métodos de calentamiento de gas caliente. [14]
En Jordania, JOSCO, filial de Shell, planea utilizar la tecnología ICP para lograr la producción comercial a "finales de la década de 2020". [15] En octubre de 2011, se informó que JOSCO había perforado más de 100 pozos de prueba durante los dos años anteriores, aparentemente con el fin de probar muestras de esquisto. [dieciséis]
Shell abandonó el proyecto Mahogany Oil Shale en 2013 debido a una economía desfavorable del proyecto [17]
{{cite journal}}: Citar diario requiere |journal=( ayuda )